8月10日，国家发改委官网发布消息，国家发改委、国家能源局发布关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知。
此文以鼓励的形式希望发电企业自建或购买调峰能力，随着可再生能源并网量的增加，为了保证用电安全稳定，不论是发电企业、乃至输配电企业都将有责任在关键时候释放电能，调峰保供，这也就意味着未来，新能源项目的并网量将和配储量挂钩，文件多处均有提及，我们可以预测，现在对可再生能源发电企业是没有约束性的鼓励，未来只有解决储能的问题，才可能上网，在一个区域内相应规模的可再生能源并网必须配套对应的储能，未来储能的建设市场即将打开，储能的价值将在平抑可再生能源波动性以及保障绿电上网的过程中，得到体现。
比如文中指出对按规定比例要求配建储能或调峰能力的可再生能源发电企业，经电网企业按程序认定后，可安排相应装机并网。
为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。
通过优先引导可再生能源发电企业配建或解决储能能力，这也是以新能源为主体的可再生系统的关键。
以下为文件原文
国家发展改革委 国家能源局关于鼓励可再生能源
发电企业自建或购买调峰能力
增加并网规模的通知
发改运行〔2021〕1138号
各省、自治区、直辖市发展改革委、经信委（工信委、工信厅）、能源局，北京市城市管理委员会，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司，中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、华润集团有限公司：
为努力实现应对气候变化自主贡献目标，促进风电、太阳能发电等可再生能源大力发展和充分消纳，依据可再生能源相关法律法规和政策的规定，按照能源产供储销体系建设和可再生能源消纳的相关要求，在电网企业承担可再生能源保障性并网责任的基础上，鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，增加可再生能源发电装机并网规模，现通知如下：
一、充分认识提高可再生能源并网规模的重要性和紧迫性
近年来，我国可再生能源迅猛发展，但电力系统灵活性不足、调节能力不够等短板和问题突出，制约更高比例和更大规模可再生能源发展。未来我国实现2030年前碳达峰和努力争取2060年前碳中和的目标任务艰巨，需要付出艰苦卓绝的努力。实现碳达峰关键在促进可再生能源发展，促进可再生能源发展关键在于消纳，保障可再生能源消纳关键在于电网接入、调峰和储能。各地、各有关电力企业要充分认识可再生能源发展和消纳的同等重要意义，高度重视可再生能源并网工作，将可再生能源发展、并网、消纳同步研究、同步推进，确保2030年前碳达峰、2060年前碳中和目标如期实现。
二、引导市场主体多渠道增加可再生能源并网规模
（一）多渠道增加可再生能源并网消纳能力。电网企业要切实承担电网建设发展和可再生能源并网消纳的主体责任，统筹调峰能力建设和资源利用，每年新增的并网消纳规模中，电网企业应承担主要责任，电源企业适当承担可再生能源并网消纳责任。随着新能源发电技术进步、效率提高，以及系统调峰成本的下降，将电网企业承担的消纳规模和比例有序调减。
（二）鼓励发电企业自建储能或调峰能力增加并网规模。在电网企业承担风电和太阳能发电等可再生能源保障性并网责任以外，仍有投资建设意愿的可再生能源发电企业，鼓励在自愿的前提下自建储能或调峰资源增加并网规模。对按规定比例要求配建储能或调峰能力的可再生能源发电企业，经电网企业按程序认定后，可安排相应装机并网。
（三）允许发电企业购买储能或调峰能力增加并网规模。在电网企业承担风电和太阳能发电等可再生能源保障性并网责任以外，仍有投资建设意愿的可再生能源发电企业，可通过与调峰资源市场主体进行市场化交易的方式承担调峰责任，以增加可再生能源发电装机并网规模。鼓励可再生能源发电企业与新增抽水蓄能和储能电站等签订新增消纳能力的协议或合同，明确市场化调峰资源的建设、运营等责任义务。签订储能或调峰能力合同的可再生能源发电企业，经电网企业按程序认定后，可安排相应装机并网。
（四）鼓励多渠道增加调峰资源。承担可再生能源消纳对应的调峰资源，包括抽水蓄能电站、化学储能等新型储能、气电、光热电站、灵活性制造改造的煤电。以上调峰资源不包括已列为应急备用和调峰电源的资源。
三、自建合建调峰和储能能力的确认与管理
（一）自建调峰资源方式挂钩比例要求。自建调峰资源指发电企业按全资比例建设抽水蓄能、化学储能电站、气电、光热电站或开展煤电灵活性改造。为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上，下同）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。配建比例2022年后根据情况适时调整，每年公布一次。各省级主管部门组织电网企业或第三方技术机构对项目调峰能力措施和效果进行评估确认后，可结合实际情况对挂钩比例进行适当调整。
（二）合建调峰资源方式挂钩比例要求。合建调峰资源指发电企业按一定出资比例与其他市场主体联合建设抽水蓄能、化学储能电站、气电、光热电站或开展煤电灵活性改造。合建调峰资源完成后，可按照自建调峰资源方式挂钩比例乘以出资比例配建可再生能源发电。为鼓励发电企业积极参与自建调峰资源，初期可以适当高于出资比例进行配建。
（三）自建合建调峰和储能能力确定。自建合建调峰和储能能力按照“企业承诺、政府备案、过程核查、假一罚二”的原则进行确定。主动自建合建调峰和储能能力的发电企业，自行提供调峰和储能项目建设证明材料，对项目基本情况、调峰能力、投产时间等作出明确承诺，提交省级政府主管部门备案；实施过程中省级主管部门委托电网企业或第三方机构对企业自建合建项目进行全面核查或抽查，对于发现未按承诺履行建设责任的企业，在计算调峰能力时按照未完成容量的2倍予以扣除；相关企业要限期整改，未按期整改的企业不得参与下年度可再生能源市场化并网。
（四）加强自建合建调峰和储能项目运行管理。自建合建调峰和储能项目建成投运后，企业可选择自主运营项目或交由本地电网企业调度管理。对于发电企业自主运营的调峰和储能项目，可作为独立市场主体参与电力市场，按照国家相关政策获取收益；对于交由电网企业调度管理的调峰和储能项目，电网调度机构根据电网调峰需要对相关项目开展调度管理，项目按相关价格政策获取收益。为保证项目调峰和储能能力可用性，电网调度机构不定期对相关项目开展调度测试。
四、购买调峰与储能能力的确认与管理
（一）购买调峰资源主要方式。购买调峰资源指发电企业通过市场交易的方式向抽水蓄能、化学储能电站、气电、光热电站或开展灵活性改造的火电等市场主体购买调峰能力，包括购买调峰储能项目和购买调峰储能服务两种方式。为保证发电企业购买的调峰资源不占用电网企业统筹负责的系统消纳能力，被购买的主体仅限于本年度新建的调峰资源。
（二）购买调峰资源挂钩比例要求。超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照15%的挂钩比例购买调峰能力，鼓励按照20%以上挂钩比例购买。购买比例2022年后根据情况适时调整，每年度公布一次。各省级主管部门组织电网企业或第三方技术机构对项目调峰能力措施和效果进行评估确认后，可结合实际情况对挂钩比例进行适当调整。
（三）购买调峰和储能能力确定。购买调峰和储能项目由买方企业向省级政府主管部门作出承诺并提供购买合同，根据购买合同中签订的调峰能力进行确定。实施过程中买方企业负责督促卖方企业保证项目落实到位，省级政府主管部门委托电网企业或第三方机构对购买合同中的项目进行全面核查或抽查，对于发现未按承诺履行建设责任的企业，在计算调峰能力时按照未完成容量的2倍予以扣除；相关企业要限期整改，未按期整改的企业不得参与下年度可再生能源市场化并网。
（四）加强购买调峰和储能项目运行管理。购买调峰和储能项目建成投运后，对于购买调峰储能项目的，视同企业自建项目进行运行管理；对于购买调峰储能服务的，发电企业与调峰储能项目企业签订调峰服务绑定协议或合同，约定双方权责和收益分配方式，鼓励签订10年以上的长期协议或合同。为保证项目调峰和储能能力可用性，电网调度机构不定期对相关项目开展调度测试。
五、自建或购买调峰与储能能力的数量标准与动态调整
（一）抽水蓄能、电化学储能和光热电站调峰能力认定。抽水蓄能电站、电化学储能和光热电站，按照装机规模认定调峰能力。
（二）气电调峰能力认定。气电按照机组设计出力认定调峰能力，对于因气源、天气等原因导致发电出力受限的情况，按照实际最大出力认定调峰能力。
（三）煤电灵活性制造改造调峰能力认定。灵活性制造改造的煤电机组，按照制造改造可调出力范围与改造前可调出力或者平均可调出力范围的差值认定调峰能力。
（四）统筹安排发电和调峰项目建设投产时序。考虑新建调峰资源项目的建设周期，各地在安排发电项目时要做到与新增调峰项目同步建成、同步并网。调峰储能配建比例按可再生能源发电项目核准（备案）当年标准执行。
（五）建立调峰与储能能力标准和配建比例动态调整机制。随着可再生能源并网规模和比例的不断扩大，以及调峰储能技术进步和成本下降，各地要统筹处理好企业积极性和系统调峰需求的关系，可结合本地实际情况对调峰与储能能力标准和配建比例进行动态调整。
六、调峰和储能交易机制的运行与监管
（一）未用完的调峰资源可交易至其他市场主体。通过自建或合建方式落实调峰资源的发电企业，如果当年配建的可再生能源发电规模低于规定比例，不允许结转至下年继续使用，可通过市场化方式交易给其他发电企业。
（二）指标交易需在省内统筹。为保证新增调峰能力切实发挥促进可再生能源消纳作用，发电企业在自建、共建、购买调峰资源以及开展调峰资源指标交易过程中，均在本省（区、市）范围内进行统筹。
（三）加强运行监管。各地政府主管部门会同电网企业，对发电企业承诺自建、共建或购买调峰项目加强监管，项目投产后调度机构不定期按照企业承诺的调峰能力开展调度运行，确保调峰能力真实可信可操作，对于虚假承诺调峰能力的企业，取消下年度自行承担可再生能源消纳责任资格。
七、保障措施
（一）加强组织领导。国家发展改革委、国家能源局统筹推进全国可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模相关工作，全面跟踪各地、各企业落实进展，协调解决推进中的重大问题。各省（自治区、直辖市）发展改革委、能源局会同省级相关部门结合本地电力发展实际，推动本地发电企业自行承担可再生能源消纳责任相关工作，与电网企业保障性并网、应急备用和调峰机组建设工作做好有效衔接，避免项目重复计入。
（二）电网企业切实发挥监督和并网责任。国家电网公司、南方电网公司要组织好各地电网企业，配合地方政府主管部门加强对发电企业自建共建和购买调峰储能项目的有效监督，保证各项目顺利推进和真实可用。对于按要求完成调峰储能能力建设的企业，要认真做好相应匹配规模新能源并网接入工作。
（三）健全完善奖惩和评估机制。国家发展改革委、国家能源局将健全完善奖惩和评估机制，对可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模工作进展成效显著的地区进行表扬，对工作进展滞后的地区进行约谈；在工作推进过程中，将适时采取第三方评估等方式，对各地可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模工作开展全面评估。
国家发展改革委
国 家 能 源 局
2021年7月29日
国家发展改革委能源研究所研究员 时璟丽 老师对此文件的解决是这样的：
今天，《国家发展改革委 国家能源局关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知（发改运行〔2021〕1138号）》文件正式官网公布，以市场化机制引导市场主体多渠道增加可再生能源并网规模，明确可再生能源发电企业可通过自建、合建、购买调峰和储能能力来增加可再生能源并网规模，提出确认、管理、运行等有关规定。为确保实现2030年前碳达峰、2060年前碳中和目标，构建以新能源为主体的新型电力系统，必须提前安排，同步推进可再生能源电力的发展、并网和消纳，这一政策作为实现目标的长效的重要的措施之一，对于保障风光等可再生能源大规模、高比例、高质量、市场化发展将起到积极作用。
提升可再生能源并网消纳能力，需要多方持续发力增加电力系统灵活性。近年来我国可再生能源电力蓬勃发展，非水可再生能源发电量在全社会用电量中的比重从2015年的5.0%提升到2020年的11.4%，为能源供应清洁转型做出了贡献，为实现双碳目标打下了坚实基础。随着风电、光伏发电（以下简称“风光”）等波动性可再生能源在电力系统中渗透率快速增加，加之今后风光要实现倍增、跨越式发展，风光消纳、电力系统运行和管理将面临愈加严峻的挑战。2020年风光电量在全国全社会用电量中的比重已达9.7%，一些可再生能源发展好的省份和地区比重更高，在可再生能源消纳方面既是国内标杆，也在国际领先，“三北”地区典型如青海，风光发电量在其全部发电量占比为26%，风光实际消纳量在其全社会用电量占比为24%，东中部和南方地区典型如浙江海宁市，2021年上半年光伏发电装机与当地最低和最高用电负荷的比值分别为95%和29%。在全国范围内尤其是可再生能源占比较高的地区继续提升风光在电力系统中的渗透率，必须在电源侧、电网侧、用户侧各方都采取有效措施，通过合理配置调峰和储能设施、推进火电灵活性改造、加快电网基础设施建设、发挥需求侧响应作用、加强网源荷储衔接等方式，持续提升电力系统灵活性，增加系统调节能力。
多渠道配置调峰等资源，有效增加风光并网规模。今年开始我国对新核准风电和新备案光伏发电项目实施新的项目建设管理政策，即并网多元保障机制，新安排项目分为两类，一是各省份完成年度非水电最低消纳责任权重所必需的新增并网项目为保障性并网项目，电网企业作为承担可再生能源并网消纳的主体，需要在每年新增的并网消纳规模中承担主要责任，因此这类项目由电网企业实行保障性并网；二是在保障性并网范围以外仍有意愿并网的项目为市场化并网项目，根据政策，鼓励和允许发电企业通过自建、合建、购买储能或调峰能力来落实并网条件，在满足并网条件规定要求情况下，这些市场化并网项目（即增加的风光发电装机规模）由电网企业予以并网。符合政策的电源侧配置调峰资源涵盖了当前技术产业成熟、达到商业化应用的多种技术类型，包括抽水蓄能电站、化学储能等新型储能、燃气发电、光热电站、灵活性改造后的煤电，但之前已被列为应急备用和调峰电源的不算在内。
合理量化可再生能源发电企业自建、合建、购买调峰和储能能力的挂钩比例。市场化并网的新增风光项目，适宜配置多大规模的调峰和储能，既要从技术和经济性考虑，也要从电源本身情况和所在电力系统考量，影响因素是多维且相互关联的，电源形式及出力特性、调峰资源技术类型及出力特性、所在电力系统网源荷特征等都影响调峰能力配置需求，且后者随新型电力系统建设的进程而动态变化，还要统筹处理好发电企业积极性和系统调峰需求的关系。因此，政策规定了调峰和储能能力的挂钩比例的量化标准，并提出建立动态调整机制，即一是2022年后国家对配建比例可根据情况适时调整，每年公布一次，二是各省份在充分评估的基础上，可结合地方实际对调峰和储能认定能力标准及配建比例进行适当的动态调整。实施之初采用全国统一标准和配建比例，对不同资源明确了调峰能力认定标准，如对抽水蓄能、电化学储能、光热电站实行按照装机容量认定调峰能力，市场化并网的新增风光项目的调峰配建比例低限为“时长4小时*功率15%的挂钩比例”，挂钩比例超过20%的可优先并网。
以市场化方式实现新增市场化并网风光项目与调峰和储能能力的配置。配置何种类型的调峰资源、在自建、合建、购买中采用哪种方式、配置容量多少（至少达到基本要求）等均由发电企业通过市场化方式自主决定和选择。在方式选择上，目前政策更鼓励企业在自愿前提下采用自建、合建方式，如规定，初期可以按照适当高出出资比例所对应的装机容量来配建风光发电。需要注意的一点是，新增市场化并网的风光项目与所配置的调峰和储能能力应同步建成和同步并网，配建调峰和储能能力只适用于当年，如果未用完，剩余量也不能结转到下一年用于配建风光项目，但可以在当年通过市场化方式交易至其他有需求的发电企业。政策要求自建、合建、购买、交易调峰资源与配建的风光项目，均要在同一省份范围内，并通过加强运行监管、不定期按照企业承诺的调峰能力开展调度运行、完善奖惩和评估机制等措施，真正发挥省内配置调峰资源增加本省份可再生能源并网规模、提高保障风光利用率、提升本地可再生能源占比、推进能源清洁转型和实现双碳目标的作用。
各地出台的光伏配储文件：
“十四五”开端，山西、宁夏、青海、内蒙古、贵州、河南等多个省份发布新能源配置储能方案，光伏+储能也将成为未来光伏电站开发的主流模式。
但是，需要注意的是，当下储能的经济性仍未完善，而光伏电站配置储能的硬性要求必然给开发业主带来额外的成本增加。据业内人士核算，目前，虽然储能EPC中标单价比2020年初下降了23%，但按光伏项目装机规模20%、储能时间2小时计算，配套储能将导致企业初始投资成本提高8%-10%。
1、山西大同
1月13日，山西省大同市人民政府发布《大同市关于支持和推动储能产业高质量发展的实施意见》，其中指出，“十四五”期间，大同市增量新能源项目全部配置储能设施，配置比例不低于5%;存量新能源项目鼓励企业分期适量配置，优先对微电网、增量配电、独立园区等具备条件的用户配置。同时文件还指定储能产品的起点标准要达到单体电芯容量280Ah及以上，循环寿命≥8000次(25℃，0.5C充放，容量>80%)。
2、宁夏
1月11日，宁夏自治区发改委《关于加快促进自治区储能健康有序发展的指导意见（征求意见稿）》明确指出要在新能源富集的宁东、吴忠、中卫地区先行开展储能设施建设。建设“新能源+储能”示范应用项目，并在全区推广应用；“十四五”期间，新能源项目储能配置比例不低于10%、连续储能时长2小时以上。原则上新增项目储能设施与新能源项目同步投运，存量项目在2021年底前完成储能设施投运。从2021年起，对于达到以上要求的新增新能源企业，在同等条件下优先获得风光资源开发权；对于达到以上要求的储能项目，支持参与电力辅助服务市场。
3、青海
1月18日，青海省发布《关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）的通知》，试行稿明确要积极推进储能和可再生能源协同发展，实行“新能源+储能”一体化开发模式。新建新能源项目配置储能设备比例不低于10%、储能时长2小时以上。并对储能配比高、时间长的一体化项目给予优先支持。实行“水电+新能源+储能”协同发展模式，新建、新投运水电站同步配置新能源和储能系统，使新增水电与新能源、储能容量配比达到1：2：0.2，实现就地平衡。
此外，试行稿明确，对"新能源＋储能”、"水电＋新能源 + 储能”项目中自发自储设施所发售的省内电网电量，给予每千瓦时0.10元运营补贴，经省工业和信息化厅认定使用本省产储能电池60%以上的项目，再增加每千瓦时0.05元补贴，补贴对象为2021、2022年投产的电化学储能项目，补贴时限暂定为2021年1月1日至 2022年12月31日。
4、内蒙古
1月25日，内蒙古自治区能源局印发《内蒙古自治区可再生能源电力消纳保障实施方案》，《方案》要求大力发展新能源，进一步增加可再生能源电力消纳能力，到2025年，全区可再生能源电力总量消纳责任权重力争达到25%以上，推动自治区可再生能源高质量发展。在对该区可再生能源电力消纳保障措施中指出：自治区能源局会同自治区工信厅督促各市场主体，通过配套储能设施、可调节负荷、自备机组参与调峰、火电灵活性改造等措施，提升可再生能源电力消纳能力。负荷调节电量、自备机组调峰电量、储能项目在接受电网统一调度运行管理下所发电量、风电供暖项目所用电量，全部认定为消纳可再生能源电量。
5、贵州
2020年11月24日，贵州省能源局发文要求各市(州)上报2021年光伏发电项目计划，文件要求；申报项目为集中式光伏电站，单个项目不限规模。项目选址不能与基本农田、自然保护地、生态红线等重叠，要具备送出消纳能力，经济上可行。鼓励风光互补、火光互补、水光互补等联合送出，鼓励区域内多家项目单位多个项目打捆联合送出，提升消纳能力;鼓励农光互补、林光互补、渔光互补等项目融合开发，鼓励光伏开展石漠化治理、采煤沉陷区治理，充分利用各种边坡、边沟、灰场、填埋场等，充分挖掘土地利用空间。鼓励项目配置向我省引进光伏上下游产业链企业倾斜，对2020年光伏竞价项目在2020年12月30日不具备并网条件的项目单位的申报项目不纳入计划;对光伏项目建设不够支持、企业办理手续难、土地成本严重高于我省平均水平等的地区项目不纳入计划。在送出消纳受限区域，计划项目需配备10%的储能设施。
6、湖南
2020年12月底，湖南因电力负荷大增而采取限电措施登上热搜。随后国网湖南省电力有限公司表示，“十四五”期间，全省电力部门将从电源、电网、储能建设和转移负荷等多方面综合施策，以确保全省经济社会发展得到坚实的能源支持。
其中新能源建设方面，加快推进“新能源+储能”模式，对新增风电按照装机容量20%配置储能，新增光伏按照装机容量10%配置储能，缓解全省电力供需矛盾。
7、山东
2021年2月19日，山东省能源局印发《2021年全省能源工作指导意见》，其中提出，建立独立储能共享和储能优先参与调峰调度机制，新能源场站原则上配置不低于10%储能设施。全省新型储能设施规模达到20万千瓦左右。
在电源侧，重点推动莱州土山昊阳“光伏+储能”、国能蓬莱电厂热储能、华能黄台电厂电化学储能等项目建设；在电网侧，加快推动沂蒙、文登、潍坊和泰安二期抽水蓄能电站建设；在用户侧，重点推动煤炭领域“储能 +”应急电源、电力需求响应等场景示范应用，建成1-2个示范工程。
8、陕西
3月10日，陕西省能源局印发《关于促进陕西省可再生能源高质量发展的意见》（征求意见稿），就碳达峰、碳中和目标下，高质量促进可再生能源发展提出指导性意见。
根据文件，从2021年起，关中、陕北新增10万千瓦（含）以上集中式风电、光伏发电项目按照不低于装机容量10%配置储能设施，其中榆林地区不低于20%，新增项目储能设施按连续储能时长2小时以上，储能系统满足10年（5000次循环）以上工作寿命，系统容量10年衰减率不超过20%标准进行建设，且须与发电项目同步投运。鼓励地方政府或大型企业牵头在升压站附近配置集中式储能电站。
9、贵州
3月5日，贵州省能源局印发《贵州省风电光伏发电项目管理暂行办法》（征求意见稿），为实现风电、光伏发电高质量发展，壮大产业规模，促进产业健康有序发展提出指导性意见。
根据文件要求，为满足电网安全稳定运行及调峰需要，已投产的风电、光伏发电项目应在投产一年内配套储能；新建的风电、光伏发电项目应按照“同步规划、同步设计、同步建设、同步投产”的原则配套储能；储能建设规模不应低于电网测算建议配置的规模；对自建储能困难的企业可购买同等容量的储能服务。
在管理办法方面，贵州省能源局将统筹全省风电、光伏发电项目开发建设管理，并建立全省风电、光伏发电项目库，未列入规划项目库的风电、光伏发电项目，原则上不得核准（备案）。需要重点强调的是，工商业分布式光伏发电项目规模须纳入省级年度计划，备案前需落实屋面、电网接入条件并配备一定比例储能。
事实上，从2020年开始，地方各省对于光伏等新能源项目配置储能的政策支持力度已逐渐加强。光伏配储将渐成趋势。
10、河南
2021年6月15日，河南省发改委及河南能源局发布《关于加快推动河南省储能设施建设的指导意见》明确储能是提升电力系统灵活性、经济性和安全性的重要手段，是提高风、光等可再生能源消纳水平，推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术。
文件指出，鼓励新能源项目配套建设储能。对储能配置比例不低于10%、连续储能时长2小时以上的新能源项目，在同等条件下优先获得风光资源开发权，由电网企业优先并网、优先保障消纳。
文件强调，在新能源富集区域，鼓励新能源企业率先培育风光发电制氢储能一体化发展模式，探索开展电制氢在新能源消纳、电网调峰等场景技术应用。
来源：中国能源报、光伏能源圈、光伏全球等
